Снижение - отбор - жидкость
Cтраница 2
Временное прекращение или ограничение закачки воды на опытных участках применения химреагентов может приводить также к уменьшению обводненности продукции добывающих скважин при снижении отборов жидкости. Эти изменения никак не связаны с механизмом действия химреагента и искажают действительную величину технологического эффекта. Подобными явлениями, в частности, объясняется снижение обводненности в период, предшествующий нагнетанию химреагентов, что связано с подготовкой скважин к закачке. [16]
 |
Динамика средних дебитов жидкости после ГРП по типам. [17] |
При анализе результатов эксплуатации скважин было обнаружено, что в коллекторах первого типа после проведения ГРП наблюдается взаимовлияние скважин, выражающееся в снижении отборов жидкости по соседним скважинам, чего не наблюдается в скважинах, вскрывших другие типы коллекторов. В связи с этим, необходимо производить обоснование рациональной плотности сетки скважин для различных типов коллекторов, с учетом их гидродинамической связанности и плотности запасов нефти. [18]
Основываясь на высказанных соображениях, связанных с кинетикой отрыва капли нефти от твердой поверхности, а также с кинетикой прилипания капли нефти к твердой поверхности, можно попытаться объяснить сущность двух первых явлений:, Л почему после кратковременной остановки сильно обводненной скважины после возобновления ее эксплуатации длительное время в струе жидкости не содержится нефти и б) почему при снижении отбора жидкости из сильно обводненнойГскважины процентное содержание нефти в жидкости резко снижается, а иногда приток нефти к забою скважины вовсе прекращается. [19]
Снижение отбора жидкости на стадии значительного обводнения и особенно в период обводненности продукции на 90 % и более ведет к резкому увеличению темпа падения добычи нефти, быстрому снижению доли нефти в продукции скважин. Снижение отбора жидкости в период обводненности 40 - 60 % приводит к относительно меньшим потерям в добыче нефти. [20]
За прошедшие 7 лет снижение отборов жидкости составило 12 млн. м: ( 22 7 %) в основном за счет снижения дебитов скважин. [21]
 |
Изменение содержания воды и ионов хлора в продукции скв. 79 Осташковичского месторождения. [22] |
Этот новый период обводнения соответствует снижению отбора жидкости из южной группы скважин почти до исходного уровня. Видимо, резкое изменение величины отбора из скважин южной группы повлекло за собой двукратное изменение направления фильтрации для скв. Неоднократными анализами водных солевых вытяжек установлено, что из скв. [23]
Карта изобар - карта, показывающая распределение пластового динамического давления в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ К.и. позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда К.и., построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость меду отбором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию. [24]
Очевидно, что сокращение фонда скважин и снижение отбора жидкости и других технологических показателей должны продолжаться и далее. Однако темпы их снижения прогнозировать невозможно по ряду причин: во-первых, сложная обстановка в стране и экономическая нестабильность привели к непредусмотренной проектами остановке скважин из-за отсутствия сбыта продукции; во-вторых, неопределенными оказались перспективы по переходу на раздельную разработку пластов; в-третьих, совершенно неопределенная и непредсказуемая ситуация сложилась с объемами ремонтно-изоляционных работ; в-четвертых, даже если бы разработка месторождения продолжалась в нормальном режиме, вследствие отсутствия опыта разработки месторождений подобного типа на заключительной стадии, неизвестны темпы отключения скважин, снижения отборов жидкости и обводнения. Поэтому практика доразработки Арланской и других площадей месторождения представляет чрезвычайную ценность. Однако, по всей видимости, вынужденные мероприятия, связанные не с технологическими, а с конъюнктурно-экономическими соображениями, приведут к существенным искажениям. [25]
Характеристика большинства залежей с разреженными сетками скважин, разрабатываемых при снижении отбора жидкости в третьей стадии, рассматривалась в главе III в числе объектов, по которым началось преждевременное снижение добычи нефти, или в числе объектов, по которым в основном периоде запасы были недостаточно использованы. Видимо, снижения отбора жидкости в третьей стадии по этим залежам допускать не следовало. Для более полного использования запасов в основном периоде главное внимание необходимо было обратить на предотвращение падения дебита скважин по жидкости, в результате чего снизился отбор жидкости из залежи в целом. [26]
По всем указанным залежам отбор жидкости обычно снижался сразу же после достижения максимального темпа добычи нефти и затем продолжался в течение всей третьей стадии, в большинстве случаев продолжительной. Исключением являются две залежи - горизонт III Андижана и горизонт I Северного Маката, по которым преждевременное снижение отбора жидкости в результате падения давления обусловило слишком раннее падение добычи нефти. По первой из них в третьей стадии было начато заводнение, в результате чего замедлилось падение добычи нефти и увеличилась продолжительность третьей стадии, вследствие этого за основной период в целом использование запасов было достаточно высоким. [27]
Другой случай, который может повлиять на разработку участка - это уменьшение отборов жидкости. Если уменьшение отборов на участке связано с общей схемой разработки и соответствует сложившейся тенденции в предпрогнозный период, то расчетами это может не учитываться. Но если уменьшение от сложившейся закономерности составляет более 10 %, то данную ситуацию можно считать как потерю дополнительной добычи нефти в результате снижения отбора жидкости, на которых могло произойти уменьшение обводненности продукции в результате физико-химического воздействия или не принятые в расчет изменения обводненности продукции участка в результате отключения высокообводненных скважин. [28]
Статистическая обработка и технико-экономическая оценка данных эксплуатации значительно обводненных скважин и отдельных участков Туймазинского и Шкаповского месторождений свидетельствуют об эффективности форсирования отбора жидкости. До обводненности продукции скважин на 40 - 60 % форсирование приводит к приросту текущей добычи нефти, при обводненности свыше 60 % оно позволяет уменьшить темп падения добычи нефти. Снижение отбора жидкости в стадии значительного обводнения ( особенно 90 % и более) ведет к резкому увеличению темпа падения добычи нефти и быстрому снижению доли нефти в продукции скважин. [29]
Страницы: 1 2